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弃风限电改善有限 风电行业周期底部或将维持

导读: 2016年前三季度累计招标量为24GW,较去年同期增长68%,创历史新高。而对比2015年的抢装现象,2014年同期的招标量仅为17.3GW,而2014年全年的招标量也仅为27.5GW,与今年相比明显较弱。

受到2016年标杆电价下调影响,2015年国内风电行业抢装明显,当年实现新增装机超30GW,同比增50%以上。而2016年国内新增装机不足24GW,其中华北、华东地区风电新增装机增长明显,华东占比提升7个百分点至20%。而西北地区大幅下降8个百分点至26%,体现了装机区域向中东部和南部转移的趋势。

2016年前三季度累计招标量为24GW,较去年同期增长68%,创历史新高。而对比2015年的抢装现象,2014年同期的招标量仅为17.3GW,而2014年全年的招标量也仅为27.5GW,与今年相比明显较弱。主要原因是区域电力企业及火电企业由于火电受限,同时风电成本下降投资回报率合理,转型发展风电所致。

风电新增并网容量

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国内季度风电招标量

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能源局发布2017年度风电投资监测预警结果,新疆被列为风电开发建设红色预警区域,即新疆不得核准建设新的风电项目,并要采取有效措施着力解决弃风问题;电网企业不得受理风电项目的新增并网申请(含在建、已核准和纳入规划的项目);派出机构不再对新建风电项目发放新的发电业务许可。因此,虽然2016年市场整体招标量创新高,但由于政策及补贴影响,预计部分风电项目或将搁置,或延期至2018年开工。

从风电发展周期来看,行业在经过2010年前的野蛮高速增长后,2011-2012年期间集中爆发除了许多问题,如工程整体质量不规范、机组技术也没有考虑低电压穿越等事故状态下的应对等,造成了行业的下滑。行业自此进入技术和资源上的整理阶段。2013年行业需求基本恢复。但由于标杆电价的下调导致去年出现抢装,估值也处于底部消化阶段。

受标杆电价下调,风电场投资成本下降,风力发电小时数增加等因素影响后,风电场的IRR仍处于较高的水平。以III类资源区为例,我们对风电场IRR进行关于上网电价、发电小时数及装机成本的敏感性进行了测算。对于三类资源区,2016年前核准,2017年底前动工的风电标杆电价为0.56元,而2016年后核准,2017年底前动工的风电标杆电价下调2分,为0.54元。

风电投资IRR测算

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我们认为,2016年风电订单创新高,会显著改善企业的盈利水平,但是决定行业估值的核心因素在于对风电行业长期投资预期,而预期的改善受成本下降及弃风率改善的影响。去年至今的弃风率下降主要还是由政策主导的省网区域间电力调度,例如新疆哈密地区的风电通过特高压线路送往河南,但是这种弃风率的下降受制于两点,一是特高压网架的输送能力始终有限,而特高压线路的落地还需要时间,二是并无真正的用电需求拉动,电力供给过剩趋势已经比较确定。

所以我们认为当前弃风率改善的压力较大。虽然短期内风电成本已经有所下调,IRR水平也能维持,但弃风限电的核心制约没有得到改善,短期而言估值很难出现大幅修复,长期应关注风电成本的下降对行业基本面的改善。

国内风电弃风率(%)

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风电平均利用小时数(h)

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